EA015025B1 - Method for reducing the emission of green house gases into the atmosphere - Google Patents
Method for reducing the emission of green house gases into the atmosphere Download PDFInfo
- Publication number
- EA015025B1 EA015025B1 EA200900757A EA200900757A EA015025B1 EA 015025 B1 EA015025 B1 EA 015025B1 EA 200900757 A EA200900757 A EA 200900757A EA 200900757 A EA200900757 A EA 200900757A EA 015025 B1 EA015025 B1 EA 015025B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- gas stream
- injection
- aquifer
- gas
- greenhouse
- Prior art date
Links
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 title claims abstract description 114
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 64
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 153
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 117
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 111
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 111
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 25
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 20
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 65
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 49
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 32
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 11
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims description 11
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N Nitric oxide Chemical compound O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 9
- XPDWGBQVDMORPB-UHFFFAOYSA-N Fluoroform Chemical compound FC(F)F XPDWGBQVDMORPB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- TXEYQDLBPFQVAA-UHFFFAOYSA-N tetrafluoromethane Chemical compound FC(F)(F)F TXEYQDLBPFQVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- LVGUZGTVOIAKKC-UHFFFAOYSA-N 1,1,1,2-tetrafluoroethane Chemical compound FCC(F)(F)F LVGUZGTVOIAKKC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NPNPZTNLOVBDOC-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluoroethane Chemical compound CC(F)F NPNPZTNLOVBDOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910018503 SF6 Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 4
- WMIYKQLTONQJES-UHFFFAOYSA-N hexafluoroethane Chemical compound FC(F)(F)C(F)(F)F WMIYKQLTONQJES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 4
- SFZCNBIFKDRMGX-UHFFFAOYSA-N sulfur hexafluoride Chemical compound FS(F)(F)(F)(F)F SFZCNBIFKDRMGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229960000909 sulfur hexafluoride Drugs 0.000 claims description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 101
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 11
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 229960003753 nitric oxide Drugs 0.000 description 4
- 229940051271 1,1-difluoroethane Drugs 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 2
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 2
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 2
- 239000003337 fertilizer Substances 0.000 description 2
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 230000035622 drinking Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1475—Removing carbon dioxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
- C01B32/50—Carbon dioxide
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/20—Halogens or halogen compounds
- B01D2257/206—Organic halogen compounds
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/50—Carbon oxides
- B01D2257/504—Carbon dioxide
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Catching Or Destruction (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Cultivation Of Plants (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
Abstract
Description
Перекрестная ссылка на родственные заявкиCross reference to related applications
Настоящая заявка притязает на преимущество предварительной патентной заявки США № 60/869103 с названием Способ уменьшения выбросов парниковых газов в атмосферу, поданной 7 декабря 2006 г., содержание которой включено в настоящее описание в полном объеме путем ссылки.This application claims the benefit of provisional patent application US No. 60/869103 entitled Method of reducing greenhouse gas emissions into the atmosphere, filed December 7, 2006, the contents of which are incorporated into this description in full by reference.
Уровень техникиState of the art
В последние годы стало очевидно, что общее потепление климата происходит из-за парникового эффекта, вызванного увеличивающимся присутствием определенных парниковых газов (ПГ), создаваемых деятельностью человека. Газообразные компоненты в атмосфере, которые способствуют парниковому эффекту, включают диоксид углерода, метан, оксид азота и озон. Напротив, кислород, азот и диоксид серы, кажется, не способствуют парниковому эффекту.In recent years, it has become apparent that global warming is due to the greenhouse effect caused by the increasing presence of certain greenhouse gases (GHGs) created by human activities. Gaseous components in the atmosphere that contribute to the greenhouse effect include carbon dioxide, methane, nitric oxide and ozone. In contrast, oxygen, nitrogen, and sulfur dioxide do not seem to contribute to the greenhouse effect.
Для уменьшения воздействий увеличивающихся количеств парниковых газов, создаваемых деятельностью человека, сделаны разные предложения по уменьшению выбросов парниковых газов в атмосферу. Стационарные источники парниковых газов, такие как теплоэлектростанции, работающие на ископаемых топливах, промышленные установки и перерабатывающие предприятия (а также другие источники) представляют собой экологическую проблему из-за объемов вырабатываемых парниковых газов. Однако они также представляют возможность уменьшить их вред, благодаря их стационарному характеру, и в некоторых случаях представляют возможность расположить установку в разных местах, что дает ряд подходов к уменьшению выбросов парниковых газов.To reduce the effects of increasing amounts of greenhouse gases created by human activities, various proposals have been made to reduce greenhouse gas emissions into the atmosphere. Stationary sources of greenhouse gases, such as fossil fuel fired power plants, industrial plants and processing plants (as well as other sources) pose an environmental problem due to the volume of greenhouse gases produced. However, they also represent an opportunity to reduce their harm due to their stationary nature, and in some cases they represent an opportunity to locate the installation in different places, which gives a number of approaches to reduce greenhouse gas emissions.
Один подход, практикуемый в данной области для удаления парниковых газов, выбрасываемых стационарными источниками, заключается в связывании парникового газа, создаваемого таким источником, в глубоких подземных пластах. Обычно концентрированный газ, такой как СО2, закачивают под давлением в подземный пласт. СО2 может быть связан в глубоком солевом водоносном пласте или гделибо еще в различных физических формах. После связывания в подходящем глубоком пласте парниковые газы, как ожидается, остаются в нем в течение чрезвычайно длительного времени, что эффективно удаляет их из атмосферы. Обычно глубокое подземное связывание рассматривают как многообещающее решение проблемы парниковых газов. Однако известные способы требуют больших расходов на отделение парниковых газов от потока необработанного сбрасываемого газа перед закачкой в недра.One approach practiced in the art to remove greenhouse gases emitted by stationary sources is to bind the greenhouse gas generated by such a source in deep underground formations. Typically, concentrated gas, such as CO2, is injected under pressure into an underground formation. CO2 can be bound in a deep salt aquifer or even in various physical forms. After bonding in a suitable deep formation, greenhouse gases are expected to remain in it for an extremely long time, which effectively removes them from the atmosphere. Typically, deep underground binding is considered a promising solution to the greenhouse gas problem. However, the known methods require high costs for the separation of greenhouse gases from the flow of untreated discharged gas before injection into the subsoil.
Поэтому существует необходимость в новом способе уменьшения выбросов парниковых газов в атмосферу.Therefore, there is a need for a new way to reduce greenhouse gas emissions into the atmosphere.
Краткое описание изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Глубокие солевые водоносные пласты имеются в многих местах и представляют удобное расположение для связывания СО2 и других парниковых газов. Эти водоносные пласты также способны связывать некоторые непарниковые газы, такие как диоксид серы, которые являются значительными экологическими загрязнителями. Из-за их глубины связывание в выбранных подходящих солевых водоносных пластах обычно считается в сущности постоянным. В этих средах (и потенциально других) парниковый газ, такой как СО2, а также некоторые другие непарниковые загрязнители, такие как диоксид серы, могут быть связаны по-разному, чтобы незагрязняющие непарниковые газы, такие как азот, или не связывались, или связывались по минимуму. Например, в водных средах, в частности в солевых растворах, СО2 легко растворяется в растворе (как и диоксид серы), а азот растворим лишь минимально. В этих средах смесь газов, которая содержит парниковые и непарниковые газы, может разделяться, причем, по меньшей мере, некоторые из парниковых газов связываются в пласте (вместе с диоксидом серы), а непарниковый газ отделяется. Насколько известно авторам настоящего изобретения, этот принцип ранее не применялся для связывания парниковых газов в глубоких подземных пластах для того, чтобы позволить закачивать поток необработанных сбрасываемых газов в подземный пласт и связывать компоненты парниковых газов, а азот и другие непарниковые газы выводить обратно в атмосферу.Deep salt aquifers are available in many places and provide a convenient location for the binding of CO 2 and other greenhouse gases. These aquifers can also bind some non-greenhouse gases, such as sulfur dioxide, which are significant environmental pollutants. Because of their depth, binding in selected suitable saline aquifers is generally considered to be essentially constant. In these environments (and potentially others), a greenhouse gas, such as CO2, as well as some other non-greenhouse pollutants, such as sulfur dioxide, can be bound differently so that non-polluting non-greenhouse gases, such as nitrogen, either bind or bind to a minimum. For example, in aqueous media, in particular in saline solutions, CO2 is readily soluble in solution (like sulfur dioxide), and nitrogen is only minimally soluble. In these environments, a gas mixture that contains greenhouse and non-greenhouse gases can be separated, with at least some of the greenhouse gases being bound in the formation (together with sulfur dioxide) and the non-greenhouse gas being separated. As far as the authors of the present invention know, this principle has not previously been applied to bind greenhouse gases in deep underground formations in order to allow the flow of untreated discharged gases to be pumped into the underground formation and to bind the components of greenhouse gases, and to remove nitrogen and other non-greenhouse gases back into the atmosphere.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения предложен способ уменьшения выбросов парниковых газов в атмосферу. Согласно одному аспекту этот способ содержит а) выбор потока газа от стационарного источника, причем поток газа содержит смесь по меньшей мере из одного парникового газа и азота; Ь) выбор подземного пласта для закачки, содержащего глубокий водоносный слой, покрытый одним или несколькими слоями, причем такой водоносный слой способен связывать по меньшей мере часть парникового газа, позволяя азоту подниматься в верхнюю часть пласта; с) создание давления потока газа; б) доставку потока газа под давлением в нагнетательную скважину, имеющую впускное отверстие, сообщенное с потоком газа, и выпускное отверстие, сообщенное с водоносным слоем, посредством которой поток газа под давлением закачивают в водоносный слой подземного пласта; е) выдержку газов потока газа в подземном пласте до тех пор, пока, по меньшей мере, некоторые или все парниковые газы или ί) растворятся в воде пласта в водоносном слое подземного пласта, ίί) заместят пластовую воду в водоносном слое в водоносном слое подземного пласта, или ίίί) и растворятся в пластовой воде водоносного слоя подземного пласта, и заместят пластовую воду в водоносном слое подземного пласта, этим связывая некоторые или все парниковые газы в подземном пласте, и азот поднимется в верхнюю часть пласта; и ί) выведение азотного компонента потока газа из водоносного слоя. Условия в водоносном слое и характеристики парниковых и непарниковых газов, присутствующих в сбрасываемомAccording to one embodiment of the present invention, a method for reducing greenhouse gas emissions into the atmosphere is provided. According to one aspect, this method comprises a) selecting a gas stream from a stationary source, the gas stream comprising a mixture of at least one greenhouse gas and nitrogen; B) the choice of an underground reservoir for injection containing a deep aquifer covered with one or more layers, and such an aquifer is able to bind at least part of the greenhouse gas, allowing nitrogen to rise into the upper part of the reservoir; c) creating a gas flow pressure; b) delivery of a gas stream under pressure to an injection well having an inlet in communication with the gas stream and an outlet in communication with the aquifer, whereby the gas flow under pressure is pumped into the aquifer of the subterranean formation; f) gas exposure to the gas flow in the subterranean formation until at least some or all of the greenhouse gases or или) dissolves in the water of the formation in the aquifer of the underground reservoir, ίί) replaces the formation water in the aquifer in the aquifer of the underground reservoir , or ίίί) and dissolve in the formation water of the aquifer of the underground formation, and replace the formation water in the aquifer of the underground formation, thereby binding some or all of the greenhouse gases in the underground formation, and nitrogen will rise to the upper part of the formation; and ί) removing the nitrogen component of the gas stream from the aquifer. Aquifer conditions and characteristics of greenhouse and non-greenhouse gases present in discharged
- 1 015025 потоке, позволяют связывать парниковые газы и не связывать или отделять азот.- 1 015025 flow, allow to bind greenhouse gases and not to bind or separate nitrogen.
Предпочтительно водоносный слой является глубоким солевым водоносным слоем. Предпочтительно по меньшей мере один из вышележащих слоев является в сущности не проницаемым для воды.Preferably, the aquifer is a deep salt aquifer. Preferably, at least one of the overlying layers is substantially impermeable to water.
Отделенный азот может подниматься в пласте до тех пор, пока он не будет блокирован вышележащим непроницаемым слоем, где он скапливается как газовая шапка. Этот непарниковый газ выводят на поверхность земли предпочтительно по скважине, которая заходит в подземную область, где скапливается непарниковый газ. В еще одном варианте осуществления один или несколько типов парникового газа выбирают из группы, состоящей из диоксида углерода, гексафторэтана, оксида азота, гексафторида серы, тетрафторметана (тетрафторида углерода), трифторметана, 1,1,1,2-тетрафторэтана и 1,1-дифторэтана. В еще одном варианте осуществления источником газов является промышленная деятельность человека. В одном варианте осуществления промышленную деятельность человека выбирают из группы, состоящей из завода по производству этилена, завода по производству удобрений, завода по производству этанола, горных работ, добычи природного газа, завода по обработке природного газа, добычи нефти и переработки нефти.Separated nitrogen can rise in the formation until it is blocked by an overlying impermeable layer, where it accumulates like a gas cap. This non-greenhouse gas is discharged to the surface of the earth, preferably through a well that enters the subterranean region where the non-greenhouse gas is accumulated. In yet another embodiment, one or more types of greenhouse gas is selected from the group consisting of carbon dioxide, hexafluoroethane, nitric oxide, sulfur hexafluoride, tetrafluoromethane (carbon tetrafluoride), trifluoromethane, 1,1,1,2-tetrafluoroethane and 1,1- difluoroethane. In yet another embodiment, the gas source is human industrial activity. In one embodiment, the human industrial activity is selected from the group consisting of an ethylene plant, a fertilizer plant, an ethanol plant, mining, natural gas production, a natural gas processing plant, oil production and oil refining.
В одном варианте осуществления источником является теплоэлектростанция, и газ состоит из необработанного дымового газа от процесса сгорания. В другом варианте осуществления водоносный слой подземного пласта имеет соленость по меньшей мере 10000 частей на миллион (10 г/л). В еще одном варианте осуществления подземный пласт для закачки имеет рН от 4 до 10. В еще одном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен по меньшей мере на 100 м ниже поверхности земли. В еще одном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен на 100-1000 м ниже поверхности земли. В еще одном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен по меньшей мере на 500 м ниже поверхности земли. В еще одном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен на 500-1000 м ниже поверхности земли.In one embodiment, the source is a thermal power plant, and the gas consists of untreated flue gas from a combustion process. In another embodiment, the aquifer of the subterranean formation has a salinity of at least 10,000 ppm (10 g / L). In yet another embodiment, the underground injection reservoir has a pH of from 4 to 10. In yet another embodiment, the underground injection reservoir is located at least 100 m below the surface of the earth. In yet another embodiment, the subterranean injection formation is located 100-1000 m below the surface of the earth. In yet another embodiment, the subterranean injection formation is located at least 500 m below the surface of the earth. In yet another embodiment, the subterranean injection formation is located 500-1000 m below the surface of the earth.
В одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает выполнение геохимического анализа пластовой воды в водоносном слое подземного пласта с целью проверки, что подземный пласт для закачки содержит только реликтовую воду и что пластовая вода не сообщается с более мелкими и новыми источниками воды. В еще одном варианте осуществления поток газа закачивают с расстояния от его источника, выбираемого из группы, состоящей из 5, 10, 50 и 100 км. В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает транспортировку потока газа от источника до инжекционного насоса на месте закачки потока газа на поверхности выше подземного пласта. В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает а) предоставление одного или нескольких устройств, выбираемых из группы, состоящей из компрессора, конденсатора, трубопровода, наноса и клапана для обработки, и Ь) транспортировку парниковых газов от источника до места закачки потока газа на поверхности выше подземного пласта. В еще одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает модификацию одного или нескольких параметров потока газа до или во время закачки, где один или несколько параметров выбирают из группы, состоящей из рН, давления, солености и температуры, для содействия растворению одного или нескольких парниковых газов, присутствующих в потоке газа, в водоносном слое подземного пласта. Как явствует из характера таких параметров, обработка может модифицировать или один, или несколько вышеуказанных параметров самого потока газа, или подземную среду, которая содержит связанный парниковый газ. В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает транспортировку потока газа от источника до места закачки потока газа на поверхности выше подземного пласта, и предложенный способ, кроме того, включает сжатие потока газа во время его транспортировки. В еще одном варианте осуществления водоносный слой подземного пласта имеет поровое давление и давление гидроразрыва, и способ, кроме того, включает сжатие потока газа до давления выше порового давления подземного пласта, но меньше давления гидроразрыва подземного пласта.In one embodiment, the proposed method further includes performing a geochemical analysis of the formation water in the aquifer of the subterranean formation to verify that the subterranean injection formation contains only relict water and that the formation water does not communicate with smaller and newer water sources. In yet another embodiment, the gas stream is pumped from a distance from its source selected from the group consisting of 5, 10, 50 and 100 km. In yet another embodiment, the injection of a gas stream includes transporting the gas stream from the source to the injection pump at the injection site of the gas stream at a surface above the subterranean formation. In yet another embodiment, the injection of a gas stream includes a) providing one or more devices selected from the group consisting of a compressor, condenser, pipeline, sediment and valve for processing, and b) transporting greenhouse gases from the source to the place of injection of the gas stream at the surface above the subterranean stratum. In yet another embodiment, the proposed method further includes modifying one or more parameters of the gas stream before or during injection, where one or more parameters is selected from the group consisting of pH, pressure, salinity and temperature, to facilitate the dissolution of one or more greenhouse gases present in a gas stream in an aquifer of an underground formation. As is evident from the nature of such parameters, the treatment can modify either one or more of the above parameters of the gas stream itself, or an underground environment that contains a bound greenhouse gas. In yet another embodiment, the injection of the gas stream includes transporting the gas stream from the source to the place of injection of the gas stream at a surface above the underground formation, and the proposed method further includes compressing the gas stream during its transportation. In yet another embodiment, the aquifer of the subterranean formation has pore pressure and fracture pressure, and the method further comprises compressing the gas stream to a pressure higher than the pore pressure of the subterranean formation, but less than the fracture pressure of the subterranean formation.
В одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает добавление одной или нескольких химических добавок к потоку газа для содействия растворению одного или нескольких парниковых газов, присутствующих в потоке газа в водоносный слой подземного пласта. В еще одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает индуцирование гидроразрывов в подземном пласте до закачки потока газа. В еще одном варианте осуществления потоком газа является сбрасываемый поток с теплоэлектростанции, причем теплоэлектростанция содержит дымовую трубу для газов сгорания, и закачка потока газа включает отвод парниковых газов, присутствующих в сбрасываемом потоке теплоэлектростанции, из дымовой трубы теплоэлектростанции к месту закачки над подземным пластом.In one embodiment, the proposed method further comprises adding one or more chemical additives to the gas stream to facilitate the dissolution of one or more greenhouse gases present in the gas stream into the aquifer of the subterranean formation. In yet another embodiment, the proposed method also includes inducing fractures in the subterranean formation prior to injecting a gas stream. In yet another embodiment, the gas stream is a discharged stream from a thermal power plant, the thermal power station comprising a chimney for combustion gases, and injecting a gas stream includes discharging greenhouse gases present in the discharged stream of a thermal power plant from a chimney of a thermal power plant to an injection site above an underground formation.
В одном варианте осуществления процент парниковых газов в потоке газа от источника составляет 25 или больше чем 25%. В еще одном варианте осуществления процент парниковых газов в потоке газа от источника составляет 50 или больше чем 50%. В еще одном варианте осуществления процент парниковых газов в потоке газа от источника составляет 95 или больше чем 95%. В еще одном варианте осуществления потока газа состоит из парниковых газов. В еще одном варианте осуществления поток газа содержит и парниковые, и непарниковые газы.In one embodiment, the percentage of greenhouse gases in the gas stream from the source is 25 or more than 25%. In yet another embodiment, the percentage of greenhouse gases in the gas stream from the source is 50 or more than 50%. In yet another embodiment, the percentage of greenhouse gases in the gas stream from the source is 95 or more than 95%. In yet another embodiment, the gas stream consists of greenhouse gases. In yet another embodiment, the gas stream contains both greenhouse and non-greenhouse gases.
В одном варианте осуществления закачка потока газа включает установку нагнетательной скважиIn one embodiment, injecting a gas stream includes setting up an injection well
- 2 015025 ны в подземный пласт с места закачки на поверхности над подземным пластом. В еще одном варианте осуществления нагнетательная скважина относится к типу, выбираемому из группы, состоящей из вертикальной скважины, наклонной скважины и горизонтальной скважины. В еще одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает выполнение одного или нескольких анализов геологических данных, анализов геомеханических данных и методов численного моделирования для определения оптимальной модели нагнетательной скважины, расстояния между скважинами и конфигурации скважины для оптимизации растворения парниковых газов в водоносном слое.- 2015025 to the underground reservoir from the injection site on the surface above the underground reservoir. In yet another embodiment, the injection well is of the type selected from the group consisting of a vertical well, an inclined well, and a horizontal well. In yet another embodiment, the proposed method further includes performing one or more geological data analyzes, geomechanical data analyzes, and numerical simulation methods to determine an optimal injection well model, well spacing, and well configuration to optimize the dissolution of greenhouse gases in the aquifer.
В еще одном варианте осуществления поток газа содержит азот, подземный пласт для закачки содержит сторону (верхнюю), обращенную к земной поверхности, предложенный способ, кроме того, включает во время или после связывания парниковых газов в водоносном слое подъем азота к верхней стороне подземного пласта или в область между подземным пластом и земной поверхностью до тех пор, пока некоторое количество азота или весь азот не достигнет слоя, который относительно не проницаем для воды, и предложенный способ, кроме того, включает выведение азота в атмосферные газы над земной поверхностью. В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает установку нагнетательной скважины в подземный пласт со стороны закачки на поверхности над подземным пластом, где нагнетательная скважина является первой скважиной и где для выведения используется вторая скважина, проходящая с земной поверхности в подземный пласт. В еще одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает снабжение второй скважины одной или несколькими перфорациями в обсадной колонне, забойными или поверхностными системами разделения воды-газа и забойными или поверхностными насосами.In yet another embodiment, the gas stream contains nitrogen, the subterranean injection formation contains a side (upper) facing the earth's surface, the proposed method further includes, during or after the greenhouse gases are bound in the aquifer, raising nitrogen to the upper side of the subterranean formation or to the area between the subterranean formation and the earth's surface until a certain amount of nitrogen or all of the nitrogen reaches a layer that is relatively not permeable to water, and the proposed method also includes the removal of azo and atmospheric gases above the earth's surface. In yet another embodiment, the injection of a gas stream includes installing an injection well in an underground formation from an injection side on a surface above the underground formation, where the injection well is a first well and where a second well is used to extend from the earth's surface to the underground formation. In yet another embodiment, the proposed method further comprises supplying the second well with one or more perforations in the casing, bottomhole or surface water-gas separation systems, and bottomhole or surface pumps.
В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает нагнетание потока газа от источника непрерывно с получением потока газа в процессе производства. В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает нагнетание потока газа от источника непрерывно в течение некоторого времени, выбираемом из группы, состоящей по меньшей мере из одних суток, по меньшей мере одной недели, по меньшей мере одного месяца, по меньшей мере одного года, по меньшей мере пяти лет и по меньшей мере десяти лет. В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает нагнетание потока газа от источника с перерывами в соответствии с его образованием в процессе производства.In yet another embodiment, injecting a gas stream comprises injecting a gas stream from a source continuously to produce a gas stream during production. In yet another embodiment, the injection of a gas stream comprises injecting a gas stream from a source continuously for a period of time selected from the group consisting of at least one day, at least one week, at least one month, at least one year, at least five years and at least ten years. In yet another embodiment, the injection of a gas stream includes injecting a gas stream from the source intermittently in accordance with its formation during production.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения предлагается способ уменьшения выбросов парниковых газов, таких как, например, диоксид углерода, в атмосферу над земной поверхностью. Способ включает нагнетание потока газа, содержащего один или несколько парниковых газов, в подземный пласт. Поток газа содержит азот, один из непарниковых газов. Подземный пласт для закачки содержит водоносный слой, содержащий пластовую воду, и некоторые или все парниковые газы, присутствующие в потоке газа, растворяются в пластовой воде в подземном пласте, связывая один или несколько парниковых газов в подземном пласте. После связывания СО2 в пласте азотный компонент, который не связан, накапливается в пласте, после чего азот может быть выведен на поверхность любыми удобными средствами. Способ уменьшает выбросы парниковых газов в атмосферу. В предпочтительном варианте осуществления способ включает закачку потока газа рядом с производством-источником.According to one embodiment of the present invention, there is provided a method for reducing emissions of greenhouse gases, such as, for example, carbon dioxide, into the atmosphere above the earth's surface. The method includes injecting a gas stream containing one or more greenhouse gases into an underground formation. The gas stream contains nitrogen, one of the non-greenhouse gases. The underground injection reservoir contains an aquifer containing produced water, and some or all of the greenhouse gases present in the gas stream dissolve in the produced water in the underground formation, linking one or more greenhouse gases in the underground formation. After CO 2 is bound in the formation, a nitrogen component that is not bound accumulates in the formation, after which nitrogen can be brought to the surface by any convenient means. The method reduces greenhouse gas emissions into the atmosphere. In a preferred embodiment, the method comprises injecting a gas stream adjacent to the source production.
Предпочтительно поток газа состоит из необработанного газа от промышленного источника, такого как теплоэлектростанция, работающая на ископаемом топливе. Поток необработанного газа содержит СО2 и азот. Типичный выброс дымового газа из теплоэлектростанции, работающей на угле, содержит СО2, большинство из остального является азотом. Этот поток дымового газа может быть подан непосредственно в подземный пласт в соответствии с настоящим способом, который подробно описан ниже.Preferably, the gas stream consists of untreated gas from an industrial source, such as a fossil fuel fired power plant. The raw gas stream contains CO 2 and nitrogen. A typical flue gas emission from a coal-fired power plant contains CO 2 ; most of the rest is nitrogen. This flue gas stream can be fed directly into the subterranean formation in accordance with the present method, which is described in detail below.
Теперь способ будет описан более подробно.Now the method will be described in more detail.
Используемые в настоящем описании термины парниковых газов и парниковые газы определены как один или несколько газов, выбираемых из группы, состоящей из диоксида углерода, гексафторэтана, метана, оксида азота, гексафторида серы, тетрафторметана (тетрафторида углерода), трифторметана, 1,1,1,2-тетрафторэтана и 1,1-дифторэтана. Необходимо понимать, что парниковые газы также включают и другие газы, которые идентифицируются в будущем как способствующие парниковому эффекту.As used herein, the terms greenhouse gases and greenhouse gases are defined as one or more gases selected from the group consisting of carbon dioxide, hexafluoroethane, methane, nitric oxide, sulfur hexafluoride, tetrafluoromethane (carbon tetrafluoride), trifluoromethane, 1,1,1, 2-tetrafluoroethane and 1,1-difluoroethane. It must be understood that greenhouse gases also include other gases that are identified in the future as contributing to the greenhouse effect.
Используемый в настоящем описании, за исключением случаев, когда из контекста следует иное, термин содержат и вариации этого термина, такие как содержащий, содержит, содержал, включает не исключают других добавок, компонентов, целых чисел или этапов.Used in the present description, unless otherwise indicated by the context, the term contains and variations of this term, such as containing, containing, containing, including, do not exclude other additives, components, integers or steps.
Используемые в настоящем описании, за исключением случаев, когда из контекста следует иное, этапы способа, которые раскрыты и описаны, не являются ограничивающими и не предназначены для того, чтобы указать, что каждый этап является существенным для предложенного способа, или что каждый этап должен происходить в указанном порядке.Used in the present description, unless otherwise specified in the context, the steps of the method that are disclosed and described are not limiting and are not intended to indicate that each step is essential to the proposed method, or that each step should occur in that order.
Используемый в настоящем описании термин рядом с источником определен как в пределах 100 км от источника.Used in the present description, the term next to the source is defined as within 100 km from the source.
Используемая в настоящем описании фраза относительно не проницаемый для воды означает имеющий проницаемость для воды меньше 10 мД.Used in the present description, the phrase is relatively impermeable to water means having a permeability to water less than 10 MD.
Используемая в настоящем описании фраза относительно низкая проницаемость для воды означаUsed in the present description, the phrase relatively low permeability to water means
- 3 015025 ет имеющий проницаемость для воды в диапазоне от 10 до 100 мД.- 3 015025 em having a permeability to water in the range from 10 to 100 mD.
Используемая в настоящем описании фраза относительно высокая проницаемость для воды означает имеющий проницаемость для воды больше 100 мД.Used in the present description, the phrase relatively high permeability to water means having a permeability to water greater than 100 MD.
Используемая в настоящем описании фраза высокая пористость означает наличие породы с межзерновым поровым пространством по меньшей мере 20% от общего объема породы.Used in the present description, the phrase high porosity means the presence of rock with intergranular pore space of at least 20% of the total volume of the rock.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения предлагается способ уменьшения выбросов парниковых газов в атмосферу. Во-первых, способ включает выбор потока газа от источника, причем поток газа содержит один или несколько типов парниковых газов, выбираемых из группы, состоящей из диоксида углерода, гексафторэтана, метана, оксида азота, гексафторида серы, тетрафторметана (тетрафторида углерода), трифторметана, 1,1,1,2-тетрафторэтана, и 1,1-дифторэтана. В одном варианте осуществления источником является промышленная деятельность человека. В предпочтительном варианте осуществления промышленная деятельность человека выбирают из группы, состоящей из завода по производству этилена, завода по производству удобрений, завода по производству метанола, горных работ, добычи природного газа, завода по обработке природного газа, добычи нефти и переработки нефти, например тяжелой нефти и битумных пород. В еще одном предпочтительном варианте осуществления источником является теплоэлектростанция, где для производства пара для генерации электроэнергии сжигают уголь, нефть или природный газ и где парниковые газы находятся в сбрасываемом газообразном потоке (называемом дымовой газ), создаваемом в ходе теплового процесса и поступающем от дымовой трубы газов сгорания. Источник, однако, может находиться на любом подходящем объекте, что понятно специалисту в данной области со ссылкой на настоящее описание. Поток газа включает азот и непарниковые газы.According to one embodiment of the present invention, there is provided a method for reducing greenhouse gas emissions into the atmosphere. Firstly, the method includes selecting a gas stream from a source, wherein the gas stream contains one or more types of greenhouse gases selected from the group consisting of carbon dioxide, hexafluoroethane, methane, nitric oxide, sulfur hexafluoride, tetrafluoromethane (carbon tetrafluoride), trifluoromethane, 1,1,1,2-tetrafluoroethane, and 1,1-difluoroethane. In one embodiment, the source is human industrial activity. In a preferred embodiment, the human industrial activity is selected from the group consisting of an ethylene plant, a fertilizer plant, a methanol plant, mining, a natural gas plant, a natural gas plant, an oil plant, and an oil refinery, such as heavy oil and bituminous rocks. In yet another preferred embodiment, the source is a thermal power plant, where coal, oil or natural gas is burned to produce steam to generate electricity, and where greenhouse gases are in a gaseous stream (called flue gas) generated during the heat process and from the flue gas combustion. The source, however, can be located on any suitable object, which is clear to a person skilled in the art with reference to the present description. The gas stream includes nitrogen and non-greenhouse gases.
Далее предложенный способ включает выбор подземного пласта для закачки ниже поверхности земли для связывания одного или нескольких парниковых газов, содержащихся в потоке газа от источника, и для того, чтобы азот в потоке газа накапливался в пласте отдельно от парниковых газов. В одном варианте осуществления подземный пласт содержит водоносный слой, содержащий пластовую воду, отделенную от земной поверхности над подземным пластом для закачки одним или несколькими слоями, которые относительно не проницаемы для воды (меньше 10 мД). Например, в одном варианте осуществления подземный пласт для закачки содержит пластовую воду и имеет высокую пористость, такую как у водоносного слоя песчаного пласта, насыщенного водой, где пластовая вода находится ниже слоя, содержащего сланец или другие типы породы, содержащие глинистые минералы, или содержащие и сланец, и другие типы пород, содержащих глинистые минералы.Further, the proposed method includes the selection of an underground formation for injection below the surface of the earth to bind one or more greenhouse gases contained in the gas stream from the source, and so that nitrogen accumulates in the gas stream separately from the greenhouse gases. In one embodiment, the subterranean formation comprises an aquifer containing formation water separated from the earth's surface above the subterranean formation for injection with one or more layers that are relatively impermeable to water (less than 10 mD). For example, in one embodiment, the subterranean injection formation contains formation water and has high porosity, such as that of an aquifer of a sandy formation saturated with water, where the formation water is below a layer containing shale or other rock types containing clay minerals or containing and shale, and other types of rocks containing clay minerals.
Другой подходящий подземный пласт для закачки расположен достаточно глубоко, чтобы закачанный газ мог быть связан и не представлял потенциальной угрозы для окружающей среды или источников питьевой воды, даже без толстых и четко определенных слоев с относительно высокой проницаемостью для воды, чередующихся со слоями с относительно низкой проницаемостью для воды или относительно непроницаемыми для воды слоями. Со ссылкой на настоящее описание специалисту в данной области будет понятно, что достаточная глубина связана со скоростью растворения диоксида углерода по сравнению со скоростью подъема вследствие плавучести. После полного поглощения диоксида углерода водой смесь диоксида углерода и воды более плотная, чем чистая вода, и не проявляет тенденции к выходу на земную поверхность.Another suitable underground injection reservoir is deep enough so that the injected gas can be bound and does not pose a potential threat to the environment or sources of drinking water, even without thick and clearly defined layers with relatively high permeability to water, alternating with layers with relatively low permeability for water or relatively impervious to water layers. With reference to the present description, a person skilled in the art will understand that sufficient depth is associated with the rate of dissolution of carbon dioxide compared with the rate of rise due to buoyancy. After complete absorption of carbon dioxide by water, the mixture of carbon dioxide and water is denser than pure water and does not show a tendency to reach the earth's surface.
Со ссылкой на настоящее описание специалисту в данной области будет понятно, что чем выше давление водоносного слоя и чем ниже температура водоносного слоя, тем выше растворимость парниковых газов, таких как диоксид углерода, связанный в водоносном слое. В одном варианте осуществления водоносный слой подземного пласта для закачки имеет среднюю температуру в диапазоне от 20 до 200°С. В еще одном варианте осуществления водоносный слой подземного пласта для закачки имеет средний градиент давления (давление на единицу глубины, т.е. килопаскалей на метр) в диапазоне от 8 кПа/м глубины до 12 кПа/м глубины.With reference to the present description, a person skilled in the art will understand that the higher the pressure of the aquifer and the lower the temperature of the aquifer, the higher the solubility of greenhouse gases, such as carbon dioxide, bound in the aquifer. In one embodiment, the aquifer of the subterranean injection formation has an average temperature in the range of 20 to 200 ° C. In yet another embodiment, the aquifer of the subterranean injection formation has an average pressure gradient (pressure per unit depth, i.e., kilopascals per meter) in the range of 8 kPa / m depth to 12 kPa / m depth.
В одном варианте осуществления водоносный слой подземного пласта для закачки имеет соленость по меньшей мере 10000 частей на миллион (10 г/л) и поэтому не подходит для потребления человеком или для промышленного использования, иного, чем способ уменьшения выбросов парниковых газов в атмосферу, раскрытый в настоящем описании. В еще одном варианте осуществления водоносный слой подземного пласта для закачки имеет рН от 4 до 10 для облегчения растворения парниковых газов в водоносном слое. В особо предпочтительном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен глубже, чем любая подпочвенная вода, которая может быть взята для использования человеком. В еще одном предпочтительном варианте осуществления подземный пласт для закачки отделен от любой зоны питьевой подпочвенной воды или подпочвенной воды, подходящей для промышленного использования, ближе к земной поверхности по меньшей мере одним слоем с относительно высокой проницаемостью для воды рядом по меньшей мере с одним слоем с относительно низкой проницаемостью (или относительно непроницаемым) для воды.In one embodiment, the aquifer of the subterranean injection formation has a salinity of at least 10,000 parts per million (10 g / l) and is therefore not suitable for human consumption or industrial use other than the method for reducing greenhouse gas emissions into the atmosphere disclosed in the present description. In yet another embodiment, the aquifer of the subterranean injection formation has a pH of from 4 to 10 to facilitate the dissolution of greenhouse gases in the aquifer. In a particularly preferred embodiment, the subterranean injection formation is deeper than any subsoil water that may be taken for human use. In another preferred embodiment, the subterranean injection formation is separated from any zone of drinking subsoil water or subsoil water suitable for industrial use, closer to the earth's surface with at least one layer with relatively high permeability to water next to at least one layer with a relatively low permeability (or relatively impermeable) to water.
В еще одном предпочтительном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен по меньшей мере на 100 м ниже поверхности земли. Глубина 100 м достаточна для того, чтобы закачанIn yet another preferred embodiment, the subterranean injection formation is located at least 100 m below the surface of the earth. A depth of 100 m is sufficient to be pumped
- 4 015025 ные парниковые газы стали связанными, даже по меньшей мере без одного слоя с относительно высокой проницаемостью для воды рядом с по меньшей мере одним слоем с относительно низкой проницаемостью (или относительно непроницаемым) для воды и достаточна для того, чтобы закачанный газ не представлял потенциальной угрозы для окружающей среды или источников питьевой воды. В предпочтительном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен на глубине от 100 до 1000 м ниже поверхности земли, что представляет достаточный диапазон глубин рядом с поверхностью, чтобы закачивать газ эффективно по стоимости. В особо предпочтительном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен по меньшей мере на 500 м ниже поверхности земли. В еще одном особо предпочтительном варианте осуществления подземный пласт для закачки расположен на глубине от 500 до 1000 м ниже поверхности земли.- greenhouse gases become bound, even without at least one layer with relatively high permeability to water, next to at least one layer with relatively low permeability (or relatively impermeable) to water and is sufficient so that the injected gas does not represent potential hazards to the environment or sources of drinking water. In a preferred embodiment, the subterranean injection formation is located at a depth of 100 to 1000 m below the surface of the earth, which represents a sufficient range of depths adjacent to the surface to pump gas efficiently at a cost. In a particularly preferred embodiment, the subterranean injection formation is located at least 500 m below the surface of the earth. In yet another particularly preferred embodiment, the subterranean injection formation is located at a depth of 500 to 1000 m below the surface of the earth.
В одном варианте осуществления предложенный способ включает выбор места для закачки потока газа на поверхности над подземным пластом с целью оценки подземного пласта. В предпочтительном варианте осуществления место для закачки потока газа на поверхности, а также подземный пласт для закачки выбирают так, чтобы дополнительно защитить почвенные и океанские воды, например, путем выбора подземного пласта, который не выходит на поверхность и не взаимодействует с пластами между подземным пластом для закачки и земной поверхностью. В одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает выполнение геохимического анализа пластовой воды в водоносном слое подземного пласта для закачки для проверки того, что подземный пласт для закачки содержит только реликтовую воду и что пластовая вода не сообщается с нереликтовыми водными источниками. Термин реликтовая вода хорошо знаком специалистам в данной области и означает воду, отложившуюся в земле по меньшей мере 1 млн лет назад и не восполняемую с поверхности дождевой водой, просачивающейся через землю, тогда как нереликтовая вода означает воду, отложившуюся в земле менее 1 млн лет назад и восполняемую с поверхности.In one embodiment, the proposed method includes selecting a location for injecting a gas stream at a surface above the subterranean formation to evaluate the subterranean formation. In a preferred embodiment, the surface gas injection site as well as the underground injection reservoir are selected so as to further protect soil and ocean waters, for example, by selecting an underground formation that does not reach the surface and does not interact with the formations between the underground formation for injection and earth surface. In one embodiment, the proposed method further includes performing geochemical analysis of the formation water in the aquifer of the subterranean injection formation to verify that the subterranean injection formation contains only relict water and that the formation water does not communicate with non-relict water sources. The term relict water is well known to specialists in this field and means water deposited in the earth at least 1 million years ago and not replenished from the surface with rainwater seeping through the earth, while non-relict water means water deposited in the earth less than 1 million years ago and replenished from the surface.
Способ также включает закачку потока газа, содержащего один или несколько парниковых газов от источника с места закачки на поверхности над подземным пластом для закачки в водоносный слой подземного пласта. В одном варианте осуществления поток газа закачивают рядом с источником. В одном варианте осуществления поток газа закачивают в пределах 100 км от источника. В еще одном варианте осуществления поток газа закачивают в пределах 50 км от источника. В еще одном варианте осуществления поток газа закачивают в пределах 10 км от источника. В еще одном варианте осуществления поток газа закачивают в пределах 5 км от источника.The method also includes injecting a gas stream containing one or more greenhouse gases from a source from an injection site on a surface above the underground formation for injection into the aquifer of the underground formation. In one embodiment, a gas stream is pumped near the source. In one embodiment, a gas stream is injected within 100 km of the source. In yet another embodiment, the gas stream is injected within 50 km from the source. In yet another embodiment, the gas stream is injected within 10 km from the source. In yet another embodiment, the gas stream is injected within 5 km from the source.
В одном варианте осуществления закачка потока газа включает транспортировку потока газа от источника к инжекционному насосу на месте закачки на поверхности над подземным пластом для закачки. В одном варианте осуществления транспортировка потока газа включает предоставление одного или нескольких устройств, выбираемых из группы, состоящей из компрессора, конденсатора, трубопровода, насоса и клапана для обработки и перемещения парниковых газов от источника до места закачки потока газа над подземным пластом для закачки.In one embodiment, injecting a gas stream includes transporting a gas stream from a source to an injection pump at the injection site at a surface above the underground injection formation. In one embodiment, transporting a gas stream includes providing one or more devices selected from the group consisting of a compressor, condenser, pipeline, pump, and valve for processing and moving greenhouse gases from a source to an injection site of a gas stream above an underground injection formation.
В одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает модификацию одного или нескольких параметров потока газа перед закачкой или во время закачки, где один или несколько параметров выбирают из группы, состоящей из рН, давления, солености и температуры, для содействия растворению одного или нескольких парниковых газов, присутствующих в потоке газа, в водоносном слое подземного пласта для закачки. Например, в одном варианте осуществления давление закачиваемого газа изменяют так, чтобы оно стало близким или равным давлению водоносного слоя подземного пласта для закачки. В еще одном варианте осуществления температуру закачиваемого потока газа изменяют так, чтобы она стала близкой или равной температуре водоносного слоя подземного пласта для закачки. В еще одном варианте осуществления рН закачиваемого потока газа модифицируют для того, чтобы сделать близким или равным рН водоносного слоя подземного пласта для закачки. В еще одном варианте осуществления соленость закачиваемого потока газа модифицируют для того, чтобы сделать близкой или равной солености водоносного слоя подземного пласта для закачки. В одном варианте осуществления изменение одного или нескольких параметров потока газа включает наличие теплообменника для уменьшения температуры потока газа перед закачкой во время транспортировки потока газа. В одном варианте осуществления изменение одного или нескольких параметров потока газа включает сжатие потока газа во время транспортировки потока газа. В одном варианте осуществления изменение одного или нескольких параметров включает добавление одной или нескольких химических добавок к потоку газа.In one embodiment, the proposed method also includes modifying one or more parameters of the gas stream before injection or during injection, where one or more parameters is selected from the group consisting of pH, pressure, salinity and temperature, to facilitate the dissolution of one or more greenhouse gases present in the gas stream in the aquifer of the subterranean formation for injection. For example, in one embodiment, the pressure of the injected gas is changed so that it becomes close to or equal to the pressure of the aquifer of the underground reservoir for injection. In yet another embodiment, the temperature of the injected gas stream is changed so that it becomes close to or equal to the temperature of the aquifer of the underground reservoir for injection. In yet another embodiment, the pH of the injected gas stream is modified to make the aquifer of the subterranean injection formation close to or equal to the pH. In yet another embodiment, the salinity of the injected gas stream is modified to make the salinity of the aquifer of the subterranean injection formation close to or equal to. In one embodiment, changing one or more parameters of the gas stream includes the presence of a heat exchanger to reduce the temperature of the gas stream before injection during transportation of the gas stream. In one embodiment, changing one or more parameters of the gas stream includes compressing the gas stream during transportation of the gas stream. In one embodiment, changing one or more parameters includes adding one or more chemical additives to the gas stream.
В предпочтительном варианте осуществления водоносный слой подземного пласта для закачки имеет поровое давление (давление воды в поровых пространствах подземного пласта) и, кроме того, имеет давление гидроразрыва (давление вещества, закачанного в подземный пласт, которое необходимо для преодоления прочности породы подземного пласта и которое создает разрывы/трещины в подземном пласте), и предложенный способ включает сжатие потока газа до давления, большего чем поровое давление подземного пласта (для облегчения закачки), но меньшего чем давление гидроразрыва подземного пласта (для того, чтобы избежать разрыва подземного пласта и риска потери связывания газа). Например, если поровое давление подземного пласта на глубине 500 м составляет 5 МПа и если давление гидроразIn a preferred embodiment, the aquifer of the subterranean injection formation has pore pressure (water pressure in the pore spaces of the subterranean formation) and, in addition, has a hydraulic fracture pressure (the pressure of a substance injected into the subterranean formation that is necessary to overcome the rock strength of the subterranean formation and which creates breaks / cracks in the underground formation), and the proposed method involves compressing the gas flow to a pressure greater than the pore pressure of the underground formation (to facilitate injection), but less than fracturing pressure of an underground formation (in order to avoid fracturing of an underground formation and the risk of loss of gas binding). For example, if the pore pressure of an underground formation at a depth of 500 m is 5 MPa and if the pressure is hydraulic
- 5 015025 рыва подземного пласта на глубине 500 м составляет 10 МПа, поток газа необходимо сжать до давления по меньшей мере 5 МПа, но меньше чем 10 МПа для закачки в подземный пласт.- 5 015025 of the underground formation at a depth of 500 m is 10 MPa, the gas flow must be compressed to a pressure of at least 5 MPa, but less than 10 MPa for injection into the underground formation.
В еще одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает индуцирование гидроразрывов в подземном пласте перед закачкой потока газа. Индуцирование гидроразрывов в подземном пласте для закачки увеличивает площадь поверхности контакта с пластовой водой в водоносном слое, этим способствуя растворению одного или нескольких парниковых газов в потоке газа в водоносном слое подземного пласта. Кроме того, индуцирование гидроразрывов в подземном пласте уменьшает сопротивление в подземном пласте при закачке потока газа.In yet another embodiment, the proposed method further includes inducing fractures in the subterranean formation before injecting a gas stream. Inducing hydraulic fractures in an underground injection reservoir increases the surface area of contact with formation water in the aquifer, thereby facilitating the dissolution of one or more greenhouse gases in the gas stream in the aquifer of the underground reservoir. In addition, the induction of fractures in the subterranean formation reduces the resistance in the subterranean formation when the gas stream is injected.
В одном варианте осуществления процент парниковых газов в потоке газа от источника, таком как сбрасываемый поток газа в дымовой трубе газов сгорания теплоэлектростанции, составляет 25 или больше чем 25%. В еще одном варианте осуществления процент парниковых газов в потоке газа от источника, таком как сбрасываемый поток газа в дымовой трубе газов сгорания теплоэлектростанции, составляет 50 или больше чем 50%. В еще одном варианте осуществления процент парниковых газов в потоке газа от источника, таком как сбрасываемый поток газа в дымовой трубе газов сгорания теплоэлектростанции, составляет 95 или больше чем 95%.In one embodiment, the percentage of greenhouse gases in the gas stream from the source, such as the discharged gas stream in the chimney of the combustion gases of a power plant, is 25 or more than 25%. In yet another embodiment, the percentage of greenhouse gases in the gas stream from the source, such as the discharged gas stream in the chimney of the combustion gases of a power plant, is 50 or more than 50%. In yet another embodiment, the percentage of greenhouse gases in the gas stream from the source, such as the discharged gas stream in the chimney of the combustion gases of a power plant, is 95 or more than 95%.
В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает установку нагнетательной скважины в подземный пласт с места закачки на поверхности над подземным пластом. В одном варианте осуществления нагнетательная скважина относится к типу, выбираемому из группы, состоящей из вертикальной скважины, наклонной скважины и горизонтальной скважины. В предпочтительном варианте осуществления скважина является горизонтальной.In yet another embodiment, injecting a gas stream includes installing an injection well in an underground formation from an injection site on a surface above the underground formation. In one embodiment, the injection well is of the type selected from the group consisting of a vertical well, an inclined well, and a horizontal well. In a preferred embodiment, the well is horizontal.
В одном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает выполнение одного или нескольких анализов геологических данных, анализов геомеханических данных и методов численного моделирования для определения оптимальной модели нагнетательной скважины для закачки, расстояния между скважинами и конфигурации скважины для оптимизации растворения парниковых газов в водоносном слое.In one embodiment, the proposed method further includes performing one or more geological data analyzes, geomechanical data analyzes, and numerical simulation methods to determine an optimal injection well model for injection, well spacing, and well configuration to optimize the dissolution of greenhouse gases in the aquifer.
Далее предложенный способ, кроме того, включает выдержку парниковых газов потока газа (и непарниковых газов, если они присутствуют) в подземном пласте для закачки до тех пор, пока, по меньшей мере, некоторые или все парниковые газы или ί) растворятся в пластовой воде водоносного слоя подземного пласта, ίί) заместят пластовую воду в водоносном слое в водоносном слое подземного пласта или ш) и растворятся в пластовой воде водоносного слоя подземного пласта, и заместят пластовую воду в водоносном слое подземного пласта, этим связывая некоторые или все парниковые газы в подземном пласте.Further, the proposed method also includes the exposure of the greenhouse gases of the gas stream (and non-greenhouse gases, if present) in the underground reservoir for injection until at least some or all of the greenhouse gases or ί) dissolve in the aquifer formation water layer of the underground reservoir, ίί) will replace the formation water in the aquifer in the aquifer of the underground reservoir or w) and dissolve in the reservoir water of the aquifer of the underground reservoir, and replace the reservoir water in the aquifer of the underground reservoir, thereby linking some or all greenhouse gases in the subterranean formation.
В одном варианте осуществления закачка потока газа включает нагнетание потока газа от источника непрерывно с получением потока газа в процессе производства, например непрерывно в течение некоторого времени, выбираемом из группы, состоящей по меньшей мере из одних суток, по меньшей мере одной недели, по меньшей мере одного месяца, по меньшей мере одного года, по меньшей мере пяти лет и по меньшей мере десяти лет. В еще одном варианте осуществления предложенный способ включает нагнетание потока газа от источника с перерывами в соответствии с его образованием в процессе производства, например нагнетание потока газа в течение 8 ч в сутки, шесть дней в неделю.In one embodiment, injecting a gas stream comprises injecting a gas stream from a source continuously to produce a gas stream during production, for example continuously for some time, selected from the group consisting of at least one day, at least one week, at least one month, at least one year, at least five years, and at least ten years. In yet another embodiment, the proposed method includes injecting a gas stream from a source intermittently in accordance with its formation during production, for example, injecting a gas stream for 8 hours a day, six days a week.
Пример.Example.
На чертеже показан способ, описанный в примере. Только для примера уменьшение выбросов парниковых газов в атмосферу над земной поверхностью достигается следующим образом. Во-первых, в качестве потока газа выбирают сбрасываемый поток газа (дымовой газ), создаваемый теплоэлектростанцией. Например, теплоэлектростанция мощностью 1000 МВт, работающая на угле, обычно создает приблизительно 3,4 млн м3 дымового газа в час, и такой дымовой газ содержит приблизительно 12% диоксида углерода, т.е. она создает приблизительно 410000 м3 диоксида углерода в час или приблизительно 10000000 м3 диоксида углерода в сутки. Большинство остального количества дымового газа состоит из азота.The drawing shows the method described in the example. By way of example only, the reduction of greenhouse gas emissions into the atmosphere above the earth's surface is achieved as follows. Firstly, the discharged gas stream (flue gas) generated by the thermal power plant is selected as the gas stream. For example, a coal-fired power plant with a capacity of 1,000 MW typically generates approximately 3.4 million m 3 of flue gas per hour, and such flue gas contains approximately 12% carbon dioxide, i.e. it produces approximately 410000 m 3 carbon dioxide per hour or approximately 10,000,000 m 3 carbon dioxide per day. Most of the rest of the flue gas is nitrogen.
Далее выбирают подземный пласт для закачки, подходящий для связывания одного или нескольких парниковых газов, содержащихся в потоке сбрасываемого газа, причем подземный пласт для закачки расположен по меньшей мере на 900 м ниже места закачки на поверхности над подземным пластом для закачки и причем подземный пласт для закачки содержит водоносный песчаный слой с относительно высокой проницаемостью для воды ниже слоя сланца, который относительно непроницаем для воды. В этом примере подземный пласт для закачки содержит водоносный песчаный слой шириной приблизительно 20 км, длиной приблизительно 20 км и толщиной приблизительно 100 м при средней пористости 25%.Next, an underground injection reservoir suitable for binding one or more greenhouse gases contained in the discharge gas stream is selected, wherein the underground injection reservoir is located at least 900 m below the injection site on the surface above the underground injection reservoir and wherein the underground injection reservoir contains an aquifer sand layer with relatively high permeability to water below the shale layer, which is relatively impermeable to water. In this example, the subterranean injection formation contains an aquifer sand layer about 20 km wide, about 20 km long and about 100 m thick with an average porosity of 25%.
Затем поток сбрасываемого газа в виде необработанного дымового газа удаляют из дымовой трубы газов сгорания теплоэлектростанции и транспортируют по трубопроводу на место закачки над подземным пластом.Then, the stream of discharged gas in the form of untreated flue gas is removed from the chimney of the combustion gases of the power plant and transported through the pipeline to the injection site above the underground formation.
После этого повышают давление потока сбрасываемого газа и закачивают его в подземный пласт под давлением приблизительно 1 х 104 кПа. Диоксид углерода имеет растворимость в воде приблизительAfter that, the pressure of the stream of discharged gas is increased and pumped into the underground formation under a pressure of approximately 1 x 10 4 kPa. Carbon dioxide has a solubility in water approximate
- 6 015025 но 27 м3 диоксида углерода на 1 м3 воды при давлении 1 х 104 кПа и температуре 55°С. Поэтому вместимость подземного пласта составляет приблизительно 10 млрд м3 воды и приблизительно 267 млрд м3 диоксида углерода. Предполагая, что поток сбрасываемого газа содержит 12% диоксида углерода и 88% азота и что азот выводится обратно в атмосферу, количество диоксида углерода в подземном пласте будет равно количеству диоксида углерода, произведенному за 73 года (267 млрд м3 делить на 10 млн м3 в сутки, делить на 365 дней в году).- 6 015025 but 27 m 3 of carbon dioxide per 1 m 3 of water at a pressure of 1 x 10 4 kPa and a temperature of 55 ° C. Therefore, the underground reservoir capacity is approximately 10 billion m 3 of water and approximately 267 billion m 3 of carbon dioxide. Assuming that the discharge gas stream contains 12% carbon dioxide and 88% nitrogen and that the nitrogen is released back into the atmosphere, the amount of carbon dioxide in the subterranean formation will be equal to the amount of carbon dioxide produced in 73 years (267 billion m 3 divided by 10 million m 3 per day, divided by 365 days a year).
В заключение, парниковые газы сбрасываемого потока газа выдерживают в подземном пласте для закачки до тех пор, пока, по меньшей мере, некоторые или все парниковые газы или 1) растворятся в пластовой воде водоносного слоя подземного пласта, ίί) заместят пластовую воду в водоносном слое в водоносном слое подземного пласта или ш) и растворятся в пластовой воде водоносного слоя подземного пласта, и заместят пластовую воду в водоносном слое подземного пласта, этим связывая некоторые или все парниковые газы в подземном пласте.In conclusion, the greenhouse gases of the discharged gas stream are held in the underground formation for injection until at least some or all of the greenhouse gases dissolve in the formation water of the aquifer of the underground formation, ίί) replace the formation water in the aquifer in the aquifer of the subterranean formation or sh) and dissolve in the formation water of the aquifer of the subterranean formation, and replace the formation water in the aquifer of the underground reservoir, thereby linking some or all of the greenhouse gases in the subterranean formation.
Подземный пласт для закачки имеет сторону (верхнюю), обращенную к земной поверхности. Как сказано выше, предложенный способ, кроме того, включает во время или после связывания парниковых газов в водоносном слое подъем азота к верхней стороне подземного пласта для закачки или в область между подземным пластом для закачки и земной поверхностью до тех пор, пока некоторое количество азота или весь азот не достигнет слоя, который относительно непроницаем для воды, и предложенный способ, кроме того, включает выведение азота в атмосферные газы над земной поверхностью. В еще одном варианте осуществления закачка потока газа включает установку нагнетательной скважины в подземный пласт со стороны закачки на поверхности над подземным пластом, где нагнетательная скважина является первой скважиной и где для выведения используется вторая скважина, проходящая с земной поверхности в подземный пласт. В одном варианте осуществления вторую скважину выбирают из группы, состоящей из вертикальной скважины, наклонной скважины и горизонтальной скважины. В предпочтительном варианте осуществления предложенный способ, кроме того, включает снабжение второй скважины одной или несколькими перфорациями в обсадной колонне, забойными или поверхностными системами разделения воды-газа и забойными или поверхностными насосами, что будет понятно специалисту в данной области со ссылкой на настоящее описание.The underground reservoir for injection has a side (upper) facing the earth's surface. As stated above, the proposed method also includes, during or after greenhouse gas bonding in the aquifer, the rise of nitrogen to the upper side of the underground injection reservoir or to the area between the underground injection reservoir and the earth's surface until some nitrogen or all nitrogen does not reach a layer that is relatively impermeable to water, and the proposed method also includes the removal of nitrogen into atmospheric gases above the earth's surface. In yet another embodiment, the injection of a gas stream includes installing an injection well in an underground formation from an injection side on a surface above the underground formation, where the injection well is a first well and where a second well is used to extend from the earth's surface to the underground formation. In one embodiment, the second well is selected from the group consisting of a vertical well, an inclined well, and a horizontal well. In a preferred embodiment, the proposed method further comprises supplying the second well with one or more perforations in the casing, bottom-hole or surface water-gas separation systems, and bottom-hole or surface pumps, as will be understood by a person skilled in the art with reference to the present description.
Хотя настоящее изобретение описано достаточно подробно со ссылкой на определенные предпочтительные варианты осуществления, возможны и другие варианты осуществления. Поэтому объем прилагаемой формулы изобретения не должен ограничиваться описанием предпочтительных вариантов осуществления, содержащихся в настоящем описании. Все упомянутые здесь ссылки включены в описание в полном объеме.Although the present invention has been described in sufficient detail with reference to certain preferred embodiments, other embodiments are possible. Therefore, the scope of the attached claims should not be limited to the description of the preferred embodiments contained in the present description. All references mentioned herein are incorporated by reference in their entirety.
Claims (15)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US86910306P | 2006-12-07 | 2006-12-07 | |
| PCT/US2007/086411 WO2008073765A2 (en) | 2006-12-07 | 2007-12-04 | Method for reducing the emission of green house gases into the atmosphere |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200900757A1 EA200900757A1 (en) | 2010-02-26 |
| EA015025B1 true EA015025B1 (en) | 2011-04-29 |
Family
ID=39512402
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200900757A EA015025B1 (en) | 2006-12-07 | 2007-12-04 | Method for reducing the emission of green house gases into the atmosphere |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7922643B2 (en) |
| EP (1) | EP2109584B1 (en) |
| JP (1) | JP2010512236A (en) |
| KR (1) | KR20090113258A (en) |
| CN (1) | CN101679042B (en) |
| AU (1) | AU2007333308B2 (en) |
| CA (1) | CA2673129C (en) |
| EA (1) | EA015025B1 (en) |
| MX (1) | MX2009005865A (en) |
| PL (1) | PL2109584T3 (en) |
| UA (1) | UA95995C2 (en) |
| WO (1) | WO2008073765A2 (en) |
| ZA (1) | ZA200904554B (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2513947C2 (en) * | 2012-03-12 | 2014-04-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпром Промгаз" | Method for disposal of carbon dioxide (co2) from underground-coal-gasification-derived gas (ucg-derived gas) |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2710015A1 (en) * | 2008-01-03 | 2009-07-09 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Systems and methods for enhancing rates of in situ carbonation of peridotite |
| US8176984B2 (en) | 2008-07-03 | 2012-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for downhole sequestration of carbon dioxide |
| US7726402B2 (en) * | 2008-07-03 | 2010-06-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for downhole sequestration of carbon dioxide |
| JP2010119962A (en) * | 2008-11-20 | 2010-06-03 | National Institute Of Advanced Industrial Science & Technology | Carbon dioxide storage in shallow aquifer |
| JP2012519587A (en) * | 2009-03-11 | 2012-08-30 | モーリス・ビー・デュソウルト | Method for isolating fluid in the formation |
| JP5360820B2 (en) * | 2009-07-31 | 2013-12-04 | 独立行政法人産業技術総合研究所 | Carbon dioxide storage method |
| US10669471B2 (en) | 2009-08-10 | 2020-06-02 | Quidnet Energy Inc. | Hydraulic geofracture energy storage system with desalination |
| CN102481540B (en) | 2009-08-12 | 2016-01-20 | 东京瓦斯株式会社 | The storage device of stored substance and the storage method of stored substance |
| US20110198095A1 (en) * | 2010-02-15 | 2011-08-18 | Marc Vianello | System and process for flue gas processing |
| CN102233233A (en) * | 2010-09-12 | 2011-11-09 | 任安煜 | Core technology for environmentally-friendly device of conversion system of chimney top cap recycled waste gas discharged under waste gas directional locking |
| JP5399436B2 (en) | 2011-03-30 | 2014-01-29 | 公益財団法人地球環境産業技術研究機構 | Storage substance storage device and storage method |
| CN103648615A (en) * | 2011-06-24 | 2014-03-19 | 莫里斯·B·杜西奥尔特 | Sequestration of greenhouse gasses by generating an unstable gas/saline front within a formation |
| AU2011372318B2 (en) * | 2011-06-30 | 2017-01-12 | Statoil Petroleum As | A method for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and an arrangement for use in such methods |
| US20130101352A1 (en) * | 2011-10-21 | 2013-04-25 | Marc Vianello | System and process for flue gas processing |
| US10197747B2 (en) * | 2014-09-23 | 2019-02-05 | Blue Planet, Ltd. | Carbon sequestration methods and systems |
| CN110139815B (en) * | 2016-10-27 | 2022-07-26 | 奎德奈特能源股份有限公司 | Hydraulic geological energy storage system with desalting function |
| CN110529105B (en) * | 2018-05-23 | 2022-06-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | Design method and design device for development of multi-medium water-reservoir horizontal well |
| US20210187437A1 (en) * | 2019-12-18 | 2021-06-24 | Mississippi Lime Company | Systems and methods for sequestering carbon dioxide and other pollutants |
| CN113107443B (en) * | 2021-04-29 | 2021-10-15 | 大庆市晟威机械制造有限公司 | Eccentric oilfield water distributor |
| CN113464098B (en) * | 2021-07-01 | 2023-07-04 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | CO (carbon monoxide) 2 Geological storage method and system thereof |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20010044566A1 (en) * | 1999-08-25 | 2001-11-22 | Bruno Michael S. | Method for biosolid disposal and methane generation |
| US20030183390A1 (en) * | 2001-10-24 | 2003-10-02 | Peter Veenstra | Methods and systems for heating a hydrocarbon containing formation in situ with an opening contacting the earth's surface at two locations |
| US20040200618A1 (en) * | 2002-12-04 | 2004-10-14 | Piekenbrock Eugene J. | Method of sequestering carbon dioxide while producing natural gas |
| US20060249101A1 (en) * | 2003-01-31 | 2006-11-09 | Tidjani Niass | Steam generator comprising successive combustion chambers |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4187910A (en) * | 1978-04-04 | 1980-02-12 | Phillips Petroleum Company | CO2 removal from hydrocarbon gas in water bearing underground reservoir |
| US5261490A (en) * | 1991-03-18 | 1993-11-16 | Nkk Corporation | Method for dumping and disposing of carbon dioxide gas and apparatus therefor |
| JPH06170215A (en) * | 1992-12-07 | 1994-06-21 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Method for injecting carbon dioxide into ground under pressure |
| US5439054A (en) * | 1994-04-01 | 1995-08-08 | Amoco Corporation | Method for treating a mixture of gaseous fluids within a solid carbonaceous subterranean formation |
| US6797039B2 (en) * | 2002-12-27 | 2004-09-28 | Dwain F. Spencer | Methods and systems for selectively separating CO2 from a multicomponent gaseous stream |
| US6945925B2 (en) * | 2003-07-31 | 2005-09-20 | Joel Pooler | Biosequestration and organic assimilation of greenhouse gases |
| US7172030B2 (en) * | 2003-10-06 | 2007-02-06 | Beavert Gas Services Ltd. | Applications of waste gas injection into natural gas reservoirs |
| JP4585222B2 (en) * | 2004-04-12 | 2010-11-24 | 三菱重工業株式会社 | Impurity disposal system and method |
-
2007
- 2007-12-04 CA CA2673129A patent/CA2673129C/en active Active
- 2007-12-04 PL PL07868988T patent/PL2109584T3/en unknown
- 2007-12-04 CN CN200780044988XA patent/CN101679042B/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-12-04 MX MX2009005865A patent/MX2009005865A/en active IP Right Grant
- 2007-12-04 UA UAA200906919A patent/UA95995C2/en unknown
- 2007-12-04 AU AU2007333308A patent/AU2007333308B2/en active Active
- 2007-12-04 JP JP2009540427A patent/JP2010512236A/en active Pending
- 2007-12-04 EP EP07868988.2A patent/EP2109584B1/en not_active Not-in-force
- 2007-12-04 WO PCT/US2007/086411 patent/WO2008073765A2/en active Application Filing
- 2007-12-04 KR KR1020097014120A patent/KR20090113258A/en not_active Application Discontinuation
- 2007-12-04 EA EA200900757A patent/EA015025B1/en not_active IP Right Cessation
-
2008
- 2008-07-31 US US12/183,864 patent/US7922643B2/en active Active
-
2009
- 2009-06-30 ZA ZA200904554A patent/ZA200904554B/en unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20010044566A1 (en) * | 1999-08-25 | 2001-11-22 | Bruno Michael S. | Method for biosolid disposal and methane generation |
| US20030183390A1 (en) * | 2001-10-24 | 2003-10-02 | Peter Veenstra | Methods and systems for heating a hydrocarbon containing formation in situ with an opening contacting the earth's surface at two locations |
| US20040200618A1 (en) * | 2002-12-04 | 2004-10-14 | Piekenbrock Eugene J. | Method of sequestering carbon dioxide while producing natural gas |
| US20060249101A1 (en) * | 2003-01-31 | 2006-11-09 | Tidjani Niass | Steam generator comprising successive combustion chambers |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2513947C2 (en) * | 2012-03-12 | 2014-04-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпром Промгаз" | Method for disposal of carbon dioxide (co2) from underground-coal-gasification-derived gas (ucg-derived gas) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2007333308A1 (en) | 2008-06-19 |
| KR20090113258A (en) | 2009-10-29 |
| MX2009005865A (en) | 2009-08-31 |
| CA2673129A1 (en) | 2008-06-19 |
| CA2673129C (en) | 2013-09-17 |
| US7922643B2 (en) | 2011-04-12 |
| WO2008073765A2 (en) | 2008-06-19 |
| EP2109584A2 (en) | 2009-10-21 |
| AU2007333308B2 (en) | 2013-05-02 |
| US20090062593A1 (en) | 2009-03-05 |
| CN101679042B (en) | 2013-07-31 |
| CN101679042A (en) | 2010-03-24 |
| JP2010512236A (en) | 2010-04-22 |
| EP2109584B1 (en) | 2013-11-20 |
| WO2008073765A3 (en) | 2008-11-06 |
| EP2109584A4 (en) | 2012-01-04 |
| ZA200904554B (en) | 2010-04-28 |
| UA95995C2 (en) | 2011-09-26 |
| EA200900757A1 (en) | 2010-02-26 |
| PL2109584T3 (en) | 2014-08-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA015025B1 (en) | Method for reducing the emission of green house gases into the atmosphere | |
| Lokhorst et al. | Introduction on CO2 Geological storage-classification of storage options | |
| US9121259B2 (en) | Storing carbon dioxide and producing methane and geothermal energy from deep saline aquifers | |
| CA2751874C (en) | Process for sequestration of fluids in geological formations | |
| US20150292303A1 (en) | Process for sequestration of fluids in geological formations | |
| US8454268B2 (en) | Gaseous sequestration methods and systems | |
| CA2839701C (en) | A method for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and an arrangement for use in such methods | |
| WO2016205945A1 (en) | Process for sequestration of fluids in geological formations | |
| Ahmed et al. | Case study on combined CO2 sequestration and low-salinity water production potential in a shallow saline aquifer in Qatar | |
| Saraf et al. | Carbon dioxide injection for enhanced oil recovery and underground storage to reduce greenhouse gas | |
| JPWO2016104448A1 (en) | Mining method for water-soluble natural gas | |
| Kosowski et al. | Cost analysis of geological sequestration of CO2 | |
| Başbuğ | Modeling of carbon dioxide sequestration in a deep saline aquifer | |
| WO2023225467A1 (en) | Carbon dioxide sequestration in horizontal subterranean wells | |
| CN116553060A (en) | Deep shallow stratum combined CO sealing 2 Is a method of (2) | |
| Heddle | The drill on geosequestration | |
| Akinnikawe et al. | Geologic Model and Fluid Flow Simulation of Woodbine Aquifer CO2 Sequestration |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ |